Как пересесть с паровозов на самолёты

С учётом начавшейся в прошлом году санкционной волны российские энергетики вынуждены всё сильнее сосредотачиваться на проблеме импортозамещения. При этом по-прежнему актуальна тема постепенного перехода на низкоуглеродные источники генерации. Все эти направления требуют пересмотра Энергетической стратегии России и финансирования, что поднимает тему некоего ДПМ-3, который на прошлой неделе впервые публично обсуждался на энергоконференции «Ведомостей». Однако реализация любых программ пока упирается в вопрос о том, способны ли российские машиностроители обеспечить энергетику необходимым оборудованием. Судя по развернувшимся дискуссиям, как минимум с газовыми турбинами процессы идут не слишком гладко.

Как пересесть с паровозов на самолёты

Источник: events.vedomosti.ru

Необходимость повышения эффективности традиционной генерации, прежде всего перевод энергетики с паросилового на парогазовый цикл для преодоления технологического отставания, стали одной из ключевых тем отраслевой дискуссии на традиционной весенней энергоконференции газеты «Ведомости», на этот раз названной «Российская энергетика: новые грани развития».

«Первая волна ДПМ была новой, прогрессивной программой внедрения высокотехнологичного оборудования, но речи о локализации тогда не шло, что сейчас уже можно признать ошибкой. Показатели отрасли существенно улучшились, но технология не была завезена в страну. ДПМ-2 включает ВИЭ и модернизацию традиционной генерации (КОММод), где уже прописаны требования по локализации. В 2023 году мы делает третий, вынужденный подход, к высокотехнологичному оборудованию, я говорю, прежде всего, о газовых турбинах большой мощности. Нам нельзя его не делать. Нам, как генераторам, жизненно важно, иметь такой тип оборудования как ПГУ. XXI век требует перехода на современные технологии», – заявила глава «Совета производителей энергии», член правления – руководитель центра трейдинга «Интер РАО» Александра Панина.

В настоящее время энергоблоки на парогазовых установках (ПГУ) составляют 14% установленной мощности энергосистемы страны и обеспечивают 17% выработки. При этом более современное оборудование формирует основную маржинальность в секторе. Паросиловые блоки (ПСУ) имеют более высокие удельные затраты и существенно более низкий КПД: использование ПГУ позволяет снизить цены в конкурентном сегменте (на рынке «на сутки вперёд», РСВ) на 30%. Эффективное сжигание газа на ПГУ делает такую генерацию по сути низкоуглеродной, это признаёт даже Евросоюз, классифицировавший газ как топливо переходного периода, отметила г-жа Панина. Дополнительный аргумент в пользу перехода на ПГУ – возможный рост цен на газ – сделает их ещё более экономически эффективным видом генерации по сравнению с ПСУ.

Безусловно, ПГУ – более современная технология, для тепловой генерации это основной способ увеличения эффективности, полагает директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим. Удельный расход топлива в технологии ПГУ на 40% ниже, чем при паросиловом цикле, а КИУМ может быть увеличен с 45% до 90%.

«Поэтому, если российская энергетика ставит перед собой цель повышения энергоэффективности, то наращивание доли ПГУ отвечает логике достижения этой цели», – отмечает эксперт.

Сроки поджимают

Пока ситуация с эксплуатацией импортных ПГУ не выглядит критической, но отечественные газовые турбины на российском рынке ждут только в 2027–2028 годах. Судя по заочной дискуссии, случившейся во время конференции «Ведомостей» между главами «Т Плюс» и «Силовых машин» (разрабатывает газовые турбины на 65 МВт и 170 МВт), из-за поджимающих сроков напряжённость в секторе нарастает.

Как сообщил гендиректор «Т Плюс» Андрей Вагнер, с «Силмашем» до сих пор не заключён контракт на поставку газовых турбин ГТЭ-65, хотя отбор КОММод-ПГУ прошёл ещё в мае 2021 года, и прошлой осенью генкомпания рассчитывала на подписание соглашения с техпартнёром до конца года.

«У нас достаточно длинные идут переговоры с «Силовыми машинами» про 65-ю турбину. Но у меня веры больше не появилось. Наоборот. Всё же смотрим на календарь, у меня обязательства по ДПМ по обоим блокам – первый квартал 2028 года. Говорят, наверное, в 2025 году (будет сделана турбина – ред.). С оговоркой «наверное» в 2025 году она появится в железе. Но в железе турбина, это я уже говорил, это не турбина – когда мы её ещё заведём. А мне, я даже сейчас не знаю, строить будущий корпус под эту турбину или мне придётся выкручиваться и искать другую», – рассказал г-н Вагнер. И добавил эмоционально: «Я не понимаю: изобретаем велосипед так сложно, долго, и за такие большие деньги. Это турбины из того силового ряда, который в мире существует сотнями».

В ответ гендиректор «Силмаша» Александр Конюхов заявил журналистам, что генкомпании, возможно, придётся выходить из проектов КОММод-ПГУ.

«Есть желающие на ГТЭ-65. Я думаю, «Т Плюс» будет из ДПМ этого уходить. Куда им деваться?.. Они проектировали Саратовскую и Пермскую (ТЭЦ – ред.) под 6FА (турбина GE 6FA – ред.). Потом, когда поняли, что ничего не получается, пришли к нам. Мы им сказали: «Ребята, вы чего хотите?». «Мы хотим серийную турбину». «Ну, ждите, мы готовы поставить первую (турбину – ред.)». «Как? Она же опытная». «Ну, да». «Тогда мы готовы купить, но только на кабальных условиях по отношению к вам». Я говорю: «До свидания, мы на кабальных условиях ничего продавать не будем», – пересказал ход переговоров г-н Конюхов.

Одновременно выяснилось, что наиболее проработанный проект ГТЭ-170 также пока не является полностью отечественным: доля иностранных комплектующих в первом образце составляет около 10%, в основном, за счёт металла, а также наиболее сложной (и уязвимой) части – лопаток турбин. Так что не до конца локализованный образец, собранный «Силмашем» в конце прошлого года, не подходит для проектов в рамках КОММод-ПГУ. Г-н Конюхов сообщил, что на эту турбину есть интересанты, готовые приобрести оборудование вне ДПМ. В июле «Силмаш» планирует запустить литейное производство и к концу года обещает изготовить полностью отечественную машину, которая «будет соответствовать постановлению правительства №719», добавил глава компании.

При этом отсутствующие пока отечественные турбины создают риски и при эксплуатации импортных ПГУ: с помощью компонентов первых можно было бы поддерживать работоспособность вторых. По расчётам «Системного оператора ЕЭС», даже полная остановка 28,3 ГВт имеющихся в РФ ПГУ/ГТУ не вызовет никаких проблем с энергоснабжением ввиду наличия достаточно запаса резервных мощностей. При этом регулятор разрешил «экономить ресурс ПГУ» (в рамках внедрённого на ОРЭМ в прошлом году механизма) собственники менее 4 ГВт, хотя, судя по заявкам генераторов, в проблемной зоне могут находиться 9,3 ГВт импортных турбин. Но, как отметил Андрей Вагнер, у части ПГУ ресурс экономить невозможно, так как они вырабатывают не только электричество, но и тепло.

«Кто-то обратился за этим (экономией ресурса ПГУ – ред.). Я не могу, потому что… мы полностью завязаны на тепло и у меня тепло в балансе города. Если остановятся эти блоки, я в некоторых трёх – четырёх случаях не знаю, что делать дальше. В итоге мы всеми правдами и неправдами скупаем через разные параллельные экспортные бизнесы где-то запчасти, где-то детали. Да, мы пользуемся услугами недружественных стран, но там всегда есть риск: произойдёт завтра реальное ужесточение по санкционным делам, и они выскочат из наших договорённостей. Слава богу, за это время инжиниринг сервисный в России всё-таки сформировался. Но это опять про спасение утопающих. В итоге мы сейчас как-то выкручиваемся, в том числе старыми запасами. Год ближний проживём, а дальше непонятно, потому что из всех картинок, которые нам рисует министерство и производители энергооборудования, ну вот счастье наступит в 2027–2028 году, в том числе и изготовление запчастей – то, что мне нужно для сервиса. А что делать в ближние годы?» – заявил Андрей Вагнер.

О том, что сроки разработки отечественных ПГУ поджимают, говорила и глава «Совета производителей энергии».

«Мы, как генераторы, хотим, конечно, летать на самолётах, а не ездить на паровозах, и надеемся с помощью нашей промышленности решить эту задачу. Но тут важен ещё и срок. Мы живём надеждой, не обостряем вопрос, но к 2027 году 13 ГВт мощностей пройдут рубеж в 100 тыс. часов наработки и по многим объектам уже сейчас обостряется вопрос сервиса и обслуживания. Это оборудование может просто не дождаться счастливого 2030 или 2031 года. Но, надеюсь, что мы все сложности преодолеем», – сказала Александра Панина.

По информации трёх источников «Перетока», неясность ситуации с ПГУ может стать причиной переноса очередного отбора модернизационных проектов (КОММод-2028), который пока намечен на осень 2023 года. Нормативные сроки предписывают провести его до 2025 года (он должен предшествовать конкурентному отбору мощности). Часть сектора и некоторые чиновники ратуют за перенос КОММода на 2024 год «до прояснения ситуации с ПГУ»: генераторы хотели бы заявить такие проекты, но если проводить конкурс в этом году, многие компании просто не придут на него.

ДПМ-3: в поисках финансирования

Помимо перехода от ПСУ к ПГУ в газовой генерации в «Совете производителей энергии» указывают на неизбежность развития иной низкоуглеродной генерации – ВИЭ, АЭС и ГЭС. В Китае доля этих типов выработки в установленной мощности сейчас достигла уже 40%, в ЕС – 63,9%, в США – 38%, в Индии – 40%. В 2022 году Индия и Евросоюз вводили исключительно ВЭС и СЭС, США помимо этих типов ввели 9 ГВт газовой генерации, Китай – 120 ГВт ВЭС и СЭС и около 40 ГВт угольных электростанций.

«Здесь никуда не денешься, низкоуглеродная повестка есть. Как и вопрос нашего технологического обновления. Необходимо, как и обещало Минэнерго, обновить Энергостратегию, с тем чтобы понять, какие типы генерации в энергобалансе мы поддерживаем. При этом нужно оценить возможности нашего промышленного сектора – оборудование для каких типов генерации он может производить и в какие сроки. После того как у нас появится этот базовый документ, что конкретно мы поддерживаем, мы, наверное, начнём обсуждать источники (финансирования – ред.)», – отметила Александра Панина.

Оплатить трансформацию генерации в рамках текущих механизмов, а также при соблюдении правила о росте энергоцен не выше инфляции, не представляется возможным, говорят в партнёрстве генкомпаний и в подтверждение приводят статистику стран, уже совершающих низкоуглеродный энергопереход. В 2022 году в Китае при инфляции 1,8% увеличение цен на электроэнергию составило 9%. В Индии показатели достигли 5,7% и 46% соответственно, в США – 7% и 81%, в странах Евросоюза цифры, по словам г-жи Паниной, «ещё страшнее» – 9% и около 120%.

«Мы хотим технологическое обновление, но в рамках инфляции. На мой взгляд, это невозможно. Минус – высокая стоимость денег (привлечённого капитала) в нашей стране, что сильно влияет на конечную цену. При (разнице в – ред.) норме доходности в 5% и 15%, стоимость проекта вырастает на четверть… Пока просматриваются три пути (финансирования – ред.). Во-первых, это наш родной ДПМ, видимо, ДПМ-3 на обновление мощностей. Понятно, что потребители будут не очень рады. Есть и другие, более правильные источники, например, бюджет. Тот же Китай, который вводит сейчас огромные проекты по ВИЭ, 11 лет всё финансировал из бюджета, это были государственные деньги. И третий вариант, который у нас слабо использован – механизмы дополнительных льгот, налоговых, кредитных и пр. Может быть, когда мы начнём обсуждать источники, мы найдём смесь между всеми тремя механизмами», – перечислила возможные варианты финансирования трансформации г-жа Панина.

Андрей Вагнер напомнил, что на коллегии Минэнерго глава Минэкономразвития Максим Решетников говорил об избытке генерации и финансовой нагрузке на потребителей. «Нужды у России в следующем ДПМ, видимо, нет... Правильные вещи говорит (г-н Решетников – ред.), я же не спорю с ним. Но в любом случае мы, видимо, подошли к тому, когда не факт, что будут большие программы с точки зрения ДПМ, без которых опять же эта тема (производства в РФ газовых турбин – ред.), видимо, не поедет», – скептичен глава «Т Плюс».

Первый предложенный вариант финансирования, как и предполагалось, потребителям не нравится. В «Сообщество потребителей энергии» указывают, что прошлые две программы ДПМ и повышенная на 20% сверх инфляции индексация цены КОМ, а также проекты КОМ НГО предусматривают обновление около 170 ГВт мощностей ТЭС, в то время как вся мощность ТЭС в ЕЭС России – 163 ГВт. Но тут стоит отметить, что это не снимает вопроса о дальнейших перспективах эксплуатации иностранных ПГУ в новых санкционных условия. При этом часть денег для трансформации сектора потребители предлагают поискать генераторам самостоятельно, а при введении ДПМ-3 отказаться от маржинального ценообразования на ОРЭМ.

«Действующий принцип маржинального ценообразования на рынках электроэнергии и мощности (оплата всем по самой дорогой ценовой заявке поставщика) был введён для стимулов к повышению эффективности и накопления ресурсов на обновление. Результат есть – на счетах энергокомпаний скопилось более 1,2 трлн рублей, включающих в том числе доходность от прошлых ДПМ. Необходимо уточнить, что именно и зачем предлагается обновлять и, если снова через нерыночные ДПМ, то целесообразно исключить задвоение финансирования инвестзатрат – отменить маржинальное ценообразование и вернуться к оплате в РСВ и КОМ по цене заявки поставщика», – заявили в «Сообществе потребителей энергии».

Текущая модель конкурентного сегмента рынка электроэнергии не позволяет окупать масштабные инвестиции, требуемые для внедрения технологии ПГУ, говорит Сергей Сасим. Спецнадбавки к цене мощности в рамках ДПМ при высокой стоимости заёмного капитала на фоне отсутствия ощутимого роста полезного отпуска в энергосистеме приводят к значимому ценовому росту в период окупаемости инвестпроектов, поясняет он. Альтернативный вариант – привлечение бюджетных средств. Поскольку окупаемость первой волны ДПМ завершилась, запуск нового инвестиционного цикла вполне может быть осуществлён в условиях приемлемой ценовой нагрузки на потребителей за счёт сочетания источников финансирования.

«Энергетика способна сформировать в России значительный рынок для развития современных компетенций и технологий выработки. Мне кажется, что при рассмотрении параметров нового инвестцикла помимо учёта топливных цен следует уделять внимание возможности использования мультипликативного эффекта от инвестиций в отрасль на развитие отечественного энергомашиностроения. Параметры локализации должны учитывать именно локализацию добавленной стоимости от технологии, а не сборку оборудования по импортному патенту. С учётом того, что тепловая генерация в долгосрочной перспективе будет составлять от 60–70% в энергобалансе, потенциал снижения цены на мощность за счёт эффекта масштаба может быть существенным. А выход отечественных технологий на мировой рынок дополнительно усилит этот эффект. Конечно, сегодня такие планы кажутся довольно туманными, но в долгосрочной перспективе развитие собственных технологий будет выгодным при любом развитии внешнеполитической обстановки», – полагает г-н Сасим.


Автор: Переток

Другие пользователи читают

Сетям – консолидацию, Дальнему Востоку – рынок

14 мая Госдума в течение 9–12 часов будет утверждать кандидатуры 16 министров обновляемого правительства РФ, в том числе...

13 мая 2024 в 17:54